Degradation von Photovoltaik Modulen 2026 (einfach erklärt!)

Was bedeutet Degradation bei PV-Modulen?

Degradation beschreibt den natürlichen Leistungsverlust von Solarmodulen über die Zeit. Jede Photovoltaikanlage verliert Jahr für Jahr einen kleinen Prozentsatz ihrer ursprünglichen Leistung. Das klingt zunächst beunruhigend – ist aber ein normaler Alterungsprozess, vergleichbar mit dem Verschleiß bei einem Auto.

Gemessen wird die Degradation als Prozentsatz pro Jahr. Eine Rate von 0,5 %/Jahr bedeutet: Nach 20 Jahren erzeugt Ihre Anlage noch rund 90 % der ursprünglichen Leistung. Die genaue Rate hängt von der Modulart, dem Klima und der Qualität der Installation ab.

Der Leistungsverlust betrifft die gesamte Stromerzeugung. Temperaturschwankungen, UV-Strahlung und Feuchtigkeit greifen die Materialien der Solarzellen an. Hochwertige Module halten diesem Prozess deutlich besser stand als Billigprodukte – ein Punkt, der sich bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung einer PV-Anlage direkt bemerkbar macht.

Aktuelle Degradationsraten im Überblick

Die aktuellste Meta-Analyse (2025) zeigt eine mediane Degradationsrate von 0,94 %/Jahr. Forscher werteten dafür 610 Beobachtungen aus 80 Studien weltweit aus. Wichtig: Die 0,94 %/Jahr sind ein globaler Median über sehr unterschiedliche Anlagen, Klimazonen und Modulgenerationen – hochwertige moderne Module liegen oft deutlich darunter. Im Best-Case-Szenario ermittelte die Studie nur 0,43 %/Jahr – eine modellierte Lebensdauer von bis zu 47 Jahren unter günstigen Bedingungen (gut belüftet, gemäßigtes Klima).

Quellen: Meta-Analyse Straub-Müeck et al. 2025; ScienceDirect Compendium 2025; Hersteller-Datenblätter. Werte variieren je nach Klima, Montage und Qualität.

Welche Faktoren verursachen Degradation?

UV-Strahlung ist ein zentraler Alterungsfaktor – besonders für Einkapselung und Passivierung. Langfristige UV-Belastung baut die Passivierungsschichten an den Zell-Oberflächen ab. Besonders bei den neuen n-Typ-Technologien (TOPCon, HJT) ist die UV-Empfindlichkeit laut Fraunhofer ISE ein zentrales Thema – die Wahl des richtigen Einkapselungsmaterials entscheidet hier über den Langzeiterfolg.

Feuchtigkeit dringt über Mikrorisse ins Modul ein. Zusammen mit hohen Temperaturen beschleunigt Feuchtigkeit die Korrosion der Metallisierungskontakte. Glas-Glas-Module sind hier deutlich widerstandsfähiger als Module mit Polymerfolien-Rückseite.

Temperaturschwankungen verursachen mechanischen Stress. Tag-Nacht-Zyklen und saisonale Temperaturunterschiede erzeugen Spannungen im Material. Diese führen zu Mikrorissen in den Solarzellen, die wiederum den Stromfluss beeinträchtigen – ein Prozess, der sich über Jahre summiert.

Hotspots entstehen durch Teilverschattung. Wenn Blätter, Vogelkot oder Schmutz einzelne Zellen abdecken, heizen sich diese stark auf. Die lokale Überhitzung beschleunigt die Materialalterung im betroffenen Bereich erheblich. Regelmäßige Wartung und Reinigung sind daher keine Kür, sondern Pflicht.

Natriumkontamination ist ein unterschätzter Faktor. Natrium ist in Glas und Einkapselungsmaterialien allgegenwärtig. Bei TOPCon-Zellen kann es zu erhöhtem Serienwiderstand und Kontaktkorrosion führen. Moderne Fertigungsverfahren wie Laser-Assisted Firing (LAF) reduzieren dieses Problem erheblich.

LID, LeTID, PID & UVID – die Degradationsarten

Lichtinduzierte Degradation (LID)

LID tritt in den ersten Stunden nach Inbetriebnahme auf. In p-Typ-Siliziumzellen bilden sich Bor-Sauerstoff-Komplexe, die den Wirkungsgrad um 1–3 % senken. Der Effekt stabilisiert sich nach kurzer Zeit. Moderne n-Typ-Module (TOPCon, HJT) sind davon kaum betroffen – Jinko Solar dokumentiert bei seinen TOPCon-Modulen eine LID von nur 0,26 % gegenüber 1,92 % bei konventionellen PERC-Modulen.

Licht- und temperaturinduzierte Degradation (LeTID)

LeTID wirkt über Wochen bis Monate unter Licht und erhöhter Temperatur. Dieser Effekt betraf vor allem frühe p-Typ-PERC-Module mit Bor-Dotierung. Heutige Produktionsprozesse – insbesondere der Wechsel zu Gallium-Dotierung bei p-Typ und der generelle Umstieg auf n-Typ – haben das LeTID-Risiko deutlich reduziert. Bei aktuellen TOPCon- und HJT-Modulen (n-Typ) gilt LeTID laut IEA-PVPS-Bericht 2025 als nicht mehr praxisrelevant. Andere Mechanismen wie UVID und Feuchtigkeitseintritt stehen stärker im Fokus.

Potenzialinduzierte Degradation (PID)

PID entsteht durch hohe Systemspannungen in Kombination mit Feuchtigkeit. Spannungsunterschiede zwischen Zelle und Rahmen treiben Ionen in die Zelle und schädigen sie. PID kann den Ertrag um bis zu 30 % senken. Das Risiko lässt sich durch PID-resistente Module, geeignetes Systemdesign, Potentialführung und passende Einkapselungsmaterialien deutlich reduzieren. Aktuelle TOPCon-Module zeigen laut Fraunhofer ISE eine generell moderate PID-Empfindlichkeit.

UV-induzierte Degradation (UVID) – das neue Risikothema

UVID ist die aktuell größte Herausforderung bei n-Typ-Modulen. Fraunhofer-ISE-Testreihen (2024/2025) zeigen: Einige TOPCon-Module verloren nach einer UV-Dosis von 60 kWh/m² (entspricht etwa einem Jahr in gemäßigtem Klima) auch nach Stabilisierung noch bis zu 5 % ihrer Spitzenleistung. Die Ergebnisse variieren stark je nach Testverfahren und Materialaufbau – gängige beschleunigte UV-Tests können Feldbedingungen zudem überzeichnen. Die gute Nachricht: Das Problem ist lösbar – UV-stabile Einkapselungen und optimierte Passivierungsschichten helfen. Beim Modulkauf sollten Sie daher auf unabhängige UVID-Testergebnisse achten.

TOPCon, HJT & PERC – Degradation nach Technologie

Der Technologiewechsel hat sich 2024/2025 massiv beschleunigt. TOPCon dominiert inzwischen die Produktion (ca. 70 % Marktanteil 2024), HJT wächst ebenfalls. PERC ist mit rund 20 % noch vertreten, aber klar rückläufig. Beide n-Typ-Technologien bieten klare Vorteile bei der Degradationsresistenz – aber auch neue Herausforderungen.

PERC (p-Typ) – der scheidende Standard

PERC-Module sind ausgereift und gut verstanden. LID und LeTID wurden in der aktuellen Generation weitgehend gelöst. Die typische Degradationsrate liegt bei 0,4–0,6 %/Jahr. Wer deutsche PV-Module von etablierten Herstellern wählt, erhält ein gut getestetes Produkt – aber mit weniger Zukunftspotenzial als n-Typ.

TOPCon (n-Typ) – der neue Standard

TOPCon bietet höheren Wirkungsgrad und besseres Temperaturverhalten. Der Temperaturkoeffizient von ca. −0,30 %/°C ist deutlich günstiger als bei PERC (−0,38 %/°C). Gegenüber LID und LeTID sind TOPCon-Module nahezu immun. Kritisch bleiben die UVID-Empfindlichkeit und die Anfälligkeit bei Feuchtigkeitseintritt – insbesondere bei Modulen mit polymerer Rückseite und EVA-Einkapselung.

POE statt EVA macht einen Unterschied – aber nicht allein. Studien zeigen, dass TOPCon-Module mit Polyolefin-Elastomer (POE) statt Ethylenvinylacetat (EVA) deutlich stabiler im Feuchtetest abschneiden. Entscheidend ist aber der gesamte Modulaufbau: Glas-Glas vs. Backsheet, Schichtkombination (z. B. EPE-Sandwich) und Herstellerprozess spielen zusammen.

HJT (Heterojunction) – der Langzeit-Champion

HJT-Module zeigen die niedrigsten Degradationsraten im Feld. Der hervorragende Temperaturkoeffizient (ca. −0,25 %/°C) und die geringe LID sorgen für konstant hohen Ertrag. Nachteil: HJT-Module sind empfindlich gegenüber Natriumkontamination auf beiden Seiten und reagieren sensibel auf falsches Lötflussmittel – auch in trockenen Bedingungen.

Perowskit-Tandemzellen: Hoher Wirkungsgrad, offene Fragen

Perowskit-Silizium-Tandemzellen erreichen im Labor bereits über 33 % Wirkungsgrad. Das liegt deutlich über dem theoretischen Maximum von 29,4 % für reine Siliziumzellen. Die obere Perowskit-Schicht nutzt den kurzwelligen Lichtanteil, die untere Silizium-Schicht den langwelligen – ein elegantes Prinzip mit enormem Potenzial. Mehr zur Technik finden Sie in unserem Ratgeber zu Perowskit-Solarzellen.

Die Langzeitstabilität bleibt die zentrale Hürde. HZB-Langzeitmessungen (2025) über vier Jahre zeigen: Perowskit-Zellen verlieren im Winter bis zu 30 % Wirkungsgrad – reversibel, aber störend. Das liegt am veränderten Lichtspektrum (weniger Blauanteil) und an Tag-Nacht-Zyklen, die den Perowskit-Absorber beeinflussen.

Erste Pilotfertigungen laufen bereits. Oxford PV fertigt in Brandenburg Perowskit-Silizium-Tandemzellen mit 28,6 % Zell-Wirkungsgrad im Industriemaßstab (15 × 15 cm). Die Verfügbarkeit für Endkunden ist aber noch sehr begrenzt. Imec-Studien (2025) berichten, dass die besten Perowskit-Module nach einem Jahr Freiland auf Zypern noch 78 % Restleistung hatten – ein Fortschritt, aber weit entfernt von den 25-Jahres-Garantien herkömmlicher Siliziummodule.

Einfluss der Temperatur auf den Leistungsverlust

Jedes Grad über 25 °C Zelltemperatur kostet Sie Leistung. Der Temperaturkoeffizient gibt an, wie viel Prozent Leistung pro Grad Celsius verloren gehen. Typische Werte laut Hersteller-Datenblättern: PERC ca. −0,35 bis −0,38 %/°C, TOPCon ca. −0,29 bis −0,31 %/°C und HJT nur ca. −0,24 bis −0,26 %/°C – die genauen Werte variieren je nach Produkt.

Im Sommer erreichen Module auf dem Dach leicht 60–65 °C Zelltemperatur. Das bedeutet bei einem PERC-Modul rund 13–15 % weniger Leistung gegenüber den Standardtestbedingungen (25 °C). Bei HJT sind es nur 9–10 %. Über 20–25 Jahre summiert sich dieser Unterschied zu mehreren tausend Kilowattstunden.

Gute Hinterlüftung ist bares Geld wert. Module, die mindestens 100–150 mm vom Dach montiert werden, kühlen durch natürliche Konvektion um 2–5 °C besser ab. Das verbessert nicht nur den aktuellen Ertrag, sondern verlangsamt auch die langfristige thermische Degradation. Die richtige Ausrichtung und Neigung der Module spielt dabei ebenfalls eine zentrale Rolle.

Verlust berechnet gegenüber STC (25 °C). Mehrtrag unter Berücksichtigung von Bifazialität und Degradation. Quelle: Hersteller-Datenblätter, IRENA 2024.

Wie wird Degradation gemessen?

Die Basismessung erfolgt unter Standard-Testbedingungen (STC). Direkt nach der Installation wird die Leistung bei 1.000 W/m² Einstrahlung und 25 °C Zelltemperatur gemessen. Dieser Wert dient als Referenz für alle späteren Vergleiche.

Outdoor-Monitoring liefert die realistischsten Degradationswerte. Dabei wird die tatsächliche Leistung über Monate und Jahre kontinuierlich erfasst und mit den erwarteten Werten verglichen. Moderne PV-Monitoring-Systeme erkennen ungewöhnliche Leistungsabfälle automatisch und warnen den Betreiber.

Beschleunigte Alterungstests simulieren jahrelange Belastung in Wochen. Die wichtigsten Laborverfahren umfassen Feuchte-Wärme-Tests (DH, 85 °C/85 % Luftfeuchtigkeit), UV-Bestrahlung, thermische Zyklen und PID-Tests. Der IEC-61215-Standard definiert die Mindestanforderungen – reicht aber laut Fraunhofer ISE nicht aus, um alle Degradationsmechanismen moderner n-Typ-Module abzubilden.

Elektrolumineszenz (EL) und Infrarot-Thermografie decken versteckte Schäden auf. EL-Aufnahmen machen Mikrorisse und inaktive Zellbereiche sichtbar, die mit bloßem Auge nicht erkennbar sind. Thermografie-Inspektionen zeigen Hotspots, die auf defekte Bypass-Dioden oder Kontaktprobleme hinweisen.

So minimieren Sie die Degradation Ihrer PV-Anlage

Die Modulwahl ist die wichtigste Stellschraube. Setzen Sie auf n-Typ-Technologie (TOPCon oder HJT) von Herstellern mit unabhängig geprüften Langzeitdaten. Achten Sie auf POE-Einkapselung statt EVA und Glas-Glas-Bauweise für maximale Feuchtigkeitsresistenz. Einen Überblick bietet unser Photovoltaikanbieter-Vergleich.

Die richtige Montage verlängert die Lebensdauer erheblich. Mindestens 100–150 mm Abstand zwischen Modul und Dachfläche sicherstellen. Das verbessert die Hinterlüftung, senkt die Zelltemperatur und verlangsamt die thermische Degradation. Die Installation durch einen Fachbetrieb ist Pflicht.

Regelmäßiges Monitoring ist Ihre Versicherung. Überwachen Sie die Erträge mindestens monatlich. Ein plötzlicher Leistungsabfall deutet auf Hotspots, defekte Bypass-Dioden oder Verschmutzung hin. Handeln Sie frühzeitig, bevor kaskadierende Ausfälle weitere Module schädigen.

Reinigung und Inspektion alle 1–2 Jahre einplanen. Vogelkot, Pollen und Staub verursachen Hotspots, die weit über die Verschmutzung hinaus schaden. Eine visuelle Inspektion kombiniert mit einer Ertragsanalyse deckt die meisten Probleme ab. Mehr dazu in unseren besten Tipps für Installation & Wartung.

Verschattung konsequent vermeiden. Bäume, Antennen, Kamine – selbst kleine Schatten auf einzelnen Zellen können Hotspots und beschleunigte Degradation verursachen. Eine sorgfältige Planung der Anlagengröße berücksichtigt auch zukünftiges Baumwachstum.

Herstellergarantien gegen Degradation

Die Leistungsgarantie ist Ihr wichtigstes Qualitätsmerkmal. Seriöse Hersteller garantieren nach 25 Jahren noch mindestens 80 % der Nennleistung. Premium-Anbieter gehen weiter: 30-Jahres-Garantien mit 87,4 % Restleistung sind inzwischen üblich – entsprechend einer garantierten Degradation von maximal 0,4–0,5 %/Jahr.

Achten Sie auf lineare statt stufenförmige Garantien. Bei linearen Garantien ist der maximale Leistungsverlust für jedes Jahr definiert. Stufengarantien (z. B. „90 % nach 10 Jahren, 80 % nach 25 Jahren") erlauben dem Hersteller mehr Spielraum und sind weniger transparent.

Fraunhofer ISE warnt: Garantien und reale Felddaten klaffen auseinander. Die ambitionierten Garantieversprechen mancher TOPCon-Hersteller stehen laut der 2025er-Studie im Widerspruch zu den beobachteten Degradationseffekten bei UV und Feuchtigkeit. Prüfen Sie daher, ob unabhängige Testergebnisse (z. B. von TÜV Rheinland, Fraunhofer ISE oder PVEL) die Herstellerangaben bestätigen.

Solarrechner: Lohnt sich Ihre Anlage?

Berechnen Sie jetzt den Ertrag und die Wirtschaftlichkeit Ihrer geplanten Solaranlage. Der Rechner berücksichtigt Standort, Dachfläche, Neigung und Ihren Stromverbrauch. Auch die aktuelle Einspeisevergütung fließt in die Kalkulation ein. Die Degradation Ihrer Module ist dabei bereits eingerechnet.

Weitere Informationen zur Rendite Ihrer PV-Anlage und zu den Kosten pro m² finden Sie in unseren Ratgebern. Auch die steuerlichen Aspekte sollten Sie kennen: Unser PV-Steuer-Guide fasst die aktuellen Regelungen zusammen.

Häufige Fragen (FAQ)

Fazit

Degradation ist normal – aber kein Grund zur Sorge. Moderne Solarmodule verlieren pro Jahr weniger als 0,5 % ihrer Leistung, wenn Sie auf Qualität setzen. Die Investition in eine Photovoltaikanlage bleibt auch über 25–30 Jahre wirtschaftlich.

Die n-Typ-Revolution (TOPCon, HJT) verbessert die Langzeitstabilität deutlich. Weniger LID, weniger LeTID, besseres Temperaturverhalten – aber mit UVID und Feuchtigkeitsempfindlichkeit gibt es neue Herausforderungen, die noch nicht bei allen Herstellern gelöst sind.

Drei Dinge entscheiden über die Lebensdauer Ihrer Anlage: die Qualität der Module (unabhängig getestet!), eine fachgerechte Montage mit guter Hinterlüftung und regelmäßiges Monitoring. Wer diese drei Punkte beherzigt, holt das Maximum aus seiner Solarinvestition heraus.

Sie planen eine Solaranlage oder möchten Ihre bestehende Anlage prüfen lassen? Nutzen Sie unseren kostenlosen PV-Konfigurator für unverbindliche Angebote aus Ihrer Region. Auch für Balkonkraftwerke und Kombisysteme mit Wärmepumpe beraten wir Sie gerne.